Повышенное содержание - твердая фаза
Cтраница 2
Малосиликатный глинистый раствор, стабилизированный КМЦ, термо - и солестойкая система. При повышенном содержании твердой фазы требуется использование реагентов-понизителей вязкости. В случае оптимального содержания твердой фазы и отсутствия в открытой части ствола скважины высококоллоидальных глин, как правило, реагенты-понизители вязкости не требуются. Тиксотропность малосиликатных буровых растворов регулируется в широких пределах очередностью ввода силиката натрия и КМЦ. Ввод силиката натрия вызывает рост тиксотропии, а ввод КМЦ - снижение, поэтому обработку малосиликатных растворов следует проводить следующим образом. Ввести часть силиката натрия, необходимое количество КМЦ, а затем оставшуюся часть силиката натрия, которая и обеспечивает заданную величину тиксотропии. Для восстановления термостойкости в этом случае необходимо применение хлористого бария. [16]
 |
Рецептуры малосиликатных растворов и условия их применения. [17] |
Малосиликатный глинистый раствор, стабилизированный КМЦ, - термо - и солестойкая система. При повышенном содержании твердой фазы требуется применение реагентов-понизителей вязкости. При оптимальном содержании твердой фазы и отсутствии в открытой части ствола скважины высококоллоидальных глин, как правило, реагенты-понизители вязкости не требуются. Тиксотропность малосиликатных буровых растворов регулируется в широких пределах очередностью ввода силиката натрия и КМЦ. Ввод силиката натрия вызывает рост тиксотропии, а ввод. Поэтому обработку мало силикатных растворов следует проводить следующим образом: ввести часть силиката натрия, необходимое количество КМЦ, а затем оставшуюся часть силиката натрия, которая и обеспечивает заданную величину тиксотропии. Для восстановления термостойкости в этом случае необходимо применение хлористого бария. [18]
На стадии получения средних щелоков повышенное содержание твердой фазы способствует получению кристаллов JfeCI размеров 0 3 - 0 4 мм / что позволит на стадии центрифугирования значительно сократить количество промвод. [19]
Обычно применяют одновременно несколько таких гидроциклонов. Утяжеленный буровой раствор, имеющий чрезмерно высокую вязкость вследствие повышенного содержания твердой фазы, перед вводом в гидроциклоны смешивают с водой. Гидроциклоны отделяют до 90 % барита ( частицы размером более 0 008 мм) в виде концентрированной суспензии с плотностью 2 2 - 2 6 г / см3, которая возвращается в циркулирующий раствор. Легкая суспен-ция, содержащая в основном взвесь коллоидных частиц, сбрасывается в специальную емкость. [20]
Это устраняют путем добавок утяжелителей или низкоколлоидных глин и защитных реагентов. Следует отметить, что утяжеление бентонитовых суспензий низкоколлоидными глинами крайне нежелательно, так как это ведет к повышенному содержанию твердой фазы в растворе и связано с трудностями при регулировании структурно-механических свойств раствора. [21]
Низкокачественные утяжелители, как и дешевые, но низкой плотности утяжеляющие материалы: тяжелые глины, известково-железистые утяжелители порошкообразного типа приводят к повышенному содержанию твердой фазы в растворах и снижению скорости бурения. [22]
В наклонных скважинах твердые частицы скапливаются на нижней стенке ствола. Если бурильная или обсадная колонна прилегает к стенке скважины или располагается в стволе с высоким эксцентриситетом, то в узкой части кольцевого пространства образуются зоны с повышенным содержанием твердой фазы или заполненные гелеобразным раствором, которые невозможно очистить даже при очень высоких скоростях восходящего потока бурового раствора. [23]
В наклонных скважинах твердые частицы скапливаются на нижней стенке ствола. Если бурильная или обсадная колонна прилегает к стенке скважины или располагается в стволе с высоким эксцентриситетом, то в узкой части кольцевого пространства образуются зоны с повышенным содержанием твердой фазы или заполненные ге-леобразным раствором, которые трудно очистить даже при очень высоких скоростях восходящего потока бурового раствора. [24]
Применение РПА бывает затруднено при высоком содержании твердой фазы в процессах экстрагирования, когда необходимо получать концентрированные экстракты. Во-первых, возможна забивка РПА дисперсной средой; во-вторых, в рабочем пространстве оборудования не обеспечиваются оптимальные гидродинамические условия смывания частиц сырья экст-раген-том. Для обеспечения эффективности проведения подобных процессов используется способ экстрагирования при повышенном содержании твердой фазы. Способ основан на циркуляции обрабатываемой среды через РПА с различной кратностью по твердой и жидкой фазам. Жидкая фаза поступает в РПА из нижней камеры емкости, а твердая фаза дозируется питателем, например шнековым, из верхней камеры. [25]
Показатели малосиликатного бурового раствора легко регулируются. При добавках КМЦ уменьшаются водоотдача и СНС, а условная вязкость, как правило, не изменяется. Увеличение прочности структуры достигается добавками силиката натрия. При повышенном содержании твердой фазы в системе добавки силиката натрия вызывают сильное загущение и для регулирования вязкости обязательно требуются реагенты-понизители вязкости. Однако, как показала практика, все применяемые в скв. СГ-1 понизители вязкости ( нитро-лигнии, сунил, ПФЛХ-1) уменьшали в основном вязкость системы и практически не влияли на величину СНС. Экспериментально авторами было установлено, что при содержании твердой фазы 16 - 18 % ( объемных), включая глину типа куганакской, в системе плотностью 1 30 - 1 32 г / см3 и 19 - 21 % в системе плотностью 1 38 - 1 40 г / см3 удовлетворительные показатели малосиликатного бурового раствора можно получить без реагентов-понизителей вязкости. [26]
Показатели малосиликатного бурового раствора легко регулируются. При добавках КМЦ уменьшаются водоотдача и СНС, а условная вязкость, как правило, не изменяется. Увеличение прочности структуры достигается добавками силиката натрия. При повышенном содержании твердой фазы в системе добавки иликата натрия вызывают сильное загустевание и для регулирования вязкости обязательно требуются реагенты-понизители вязкости. Однако, как показала практика, все применяемые в скв. СГ-1 понизители вязкости ( нитролигнин, сунил, ПФЛХ-1) уменьшали в основном вязкость системы и практически не влияли на величину СНС. Экспериментально автором было установлено, что при содержании твердой фазы 16 - 18 % ( объемных), включая глину типа куганакской, в системе плотностью 1 30 - 1 32 г / см3 и 19 - 21 % в системе плотностью 1 38 - 1 40 г / см3 удовлетворительные показатели мало силикатного бурового раствора можно получить без применения реагентов-понизителей вязкости. [27]
В табл. 16 приведены результаты исследований седиментационной устойчивости мергелистых суспензий, обработанных ЭСЦ в присутствии различного количества электролита NaCI. Хлористый натрий выступает как активная добавка к основному поверхностно-активному веществу, улучшающая его стабилизирующие свойства. Кроме того, NaCI выполняет роль разжижителя, способствует резкому снижению вязкости и повышению плотности, не снижая при этом фильтрационных показателей. Если в 10 % - ной суспензии, обработанной 2 % - ной сульфатцеллюлозой, при отсутствии NaCI вязкость составляла 61 5 с, то в присутствии 15 % NaCI в системе вязкость снижается до 30 с. При добавках электролитов CaCI и NaCI к известняковым суспензиям, обработанным ЭСЦ - имеющим повышенное содержание твердой фазы, снижается вязкость и увеличивается статическое напряжение сдвига. [28]
 |
Вязкость растворов на нефтяной основе в зависимости от температуры и давления. [29] |
Средством повышения термостойкости является введение извести и некоторых ПАВ. Инвертные ( обратные) эмуль-3 сии, обладающие основными преимуществами растворов на 980 Ш5 неФтянои основе, но лишенные ряда их недостатков, получили в настоящее время значительное распространение. Эти эмульсии значительно дешевле растворов на нефтяной основе, менее чувствительны к попадающей воде, свойства их легко регулируются и они не опасны в пожарном отношении. Получение обратных эмульсий затрудняют их недостаточная устойчивость при нагревании, загустевание от избытка воды и обратимость, особенно при повышенном содержании гидрофильной твердой фазы и недостаточной стабилизации. Поэтому задача приготовления инвертных эмульсий и поддержания их свойств может быть решена лишь при наличии достаточно активных эмульгаторов. Они позволяют также значительно повысить эффективность буровых эмульсий за счет увеличения содержания воды. Роджерс [52] считает, что условной границей, отделяющей растворы на нефтяной основе от инвертных эмульсий, является содержание в последних 10 - 15 % воды. Современные буровые инвертные эмульсии могут, однако, содержать до 70 - 95 % воды. [30]
Страницы: 1 2